Wenn das Wasser im Turm steigt

Spezial

Dass sich Türme von Windkraftanlagen nicht nur besteigen lassen, sondern auch für ein Pumpspeicherkraftwerk eignen, zeigt ein Pilotprojekt, welches das Bundesumweltministerium fördert. Ziel ist eine standardisierte übertragbare Lösung, die als Modell für künftige Projekte dient. Der Bau schreitet voran.

30. August 2017

Gaildorf liegt gut 60 Kilometer nordöstlich von Stuttgart im Landkreis Schwäbisch Hall. Die Kleinstadt mit rund 12.000 Einwohnern wird vom Fluss Kocher durchflossen. Rund 200 Meter über der Stadt, auf den Höhenzügen der Limpurger Berge, entstehen zurzeit die größten Windräder der Welt.

Das Pilotprojekt des Unternehmens Naturspeicher eine Beteiligung der Gruppe Max Bögl mit insgesamt vier Windkraftanlagen kombiniert Windenergie- und Pumpspeichertechnologie miteinander. Die wasserspeichernden Windräder machen ein großes Oberbecken überflüssig. Dafür nutzt man einen Teil der Turmfundamente als Wasserspeicher. Das sogenannte Aktivbecken befindet sich im unteren Teil des Turms. Es steht in einem Außenbecken. Dieses Passivbecken enthält den größten Teil der Wassermengen.

Das Aktivbecken macht die 3,4-MW-Anlagen um 40 Meter höher, sodass die Nabenhöhe auf bis zu 175 Meter steigt. Insgesamt erreichen diese laut Naturspeicher so bis zu circa 245 Meter. Das ermöglicht einen weitaus höheren Windertrag. Außerdem dient das Aktivbecken als Pufferspeicher über die Länge der Druckrohrleitung. Auf diese Weise soll die Wassersäule im Druckrohr vom Ein- und Ausspeichern und das daraus entstehende Vakuum im Rohr vermieden werden.

Das Unterbecken im Tal wird als See gestaltet. Hier entsteht auch das Maschinenhaus des Kraftwerks. Eine Druckrohrleitung verbindet die wasserspeichernden Windräder mit dem Kraftwerk im Tal. Sie besteht aus Polyethylen, das erstmals in der Wasserkraft zum Einsatz kommt.

»Im Vergleich zu einem klassischen Pumpspeicherkraftwerk, das einen starken Einschnitt in die vorhandene Umwelt darstellt, integriert sich die Wasserbatterie sehr gut in das Landschaftsbild«, so Jürgen Joos, Kaufmännischer Leiter bei Max Bögl Wind. Aktiv- und Passivbecken seien klein und können in den Park gut integriert werden. Das Unterbecken könne durch naturnahe Gestaltung als Naherholungsgebiet genutzt werden. »Die Druckrohrleitung wird durch unsere Verlegetechnologie schnell und ohne großen Eingriff unter der Erde verlegt und gleichzeitig an der schon bestehenden Wegeführung positioniert.«

In 30 Sekunden umschalten

Neu entwickelt hat man im Rahmen des Projektes unter anderem das reaktionsschnellste Pumpspeicherkraftwerk der Welt, so Joos. »Hier werden drei Turbinen kombiniert, die ein Umschalten zwischen Speicherung und Stromproduktion innerhalb von 30 Sekunden ermöglicht.« Das System wird stufenlos regelbar sein. Die entsprechende Technik dafür liefert ABB. Mit einer Leistung von 16 MW erreicht die Anlage eine elektrische Speicherkapazität von 70 MWh.

Da die Maschinen des Pumpspeicherkraftwerks unempfindlich für die Wassertemperatur im System sind, kann dem Wasser im Unterbecken mithilfe eines patentgeschützten Geräts, dem sogenannten Naturwärmespeicher, außerdem Wärme entnommen werden. Sie kann die Wärmeversorgung in Gaildorf künftig ergänzen.

Das Prinzip ähnelt einer großen Wärmepumpe, die dem Untersee durch Umgebungsluft und Sonneneinstrahlung Wärme entzieht und ansässigen Energieverbrauchern zur Verfügung stellt, erläutert Joos die Funktion. Die Module seien beliebig koppelbar. »Von vier bis sieben kW für ein Einfamilienhaus bis zu 640 kW für Gewerbeflächen sind alle Leistungsklassen möglich.«

Voraussichtlich Ende 2018 soll die Wasser-Batterie fertig sein. Doch noch wird gebaut: 2016 sind die Passivbecken vollendet worden und im zweiten Quartal 2017 standen dann die Aktivbecken. Der nächste Schritt ist der Bau der Hybridtürme und die Enderrichtung der Windkraftanlagen. »Ab Ende des Jahres werden diese dann schon ihren Strom ins Netz einspeisen.«

Die Endmontage wird auf 178 Meter Nabenhöhe stattfinden. Hierfür setzt das Unternehmen den von Liebherr eigens entwickelten Turmdrehkran ein. Dieser holt sich die einzelnen Anlagenteile bei der Übergabeplattform, welche sich zwischen dem Aktiv- und Passivbecken befindet.

Künftige Bauzeit von 15 Monaten

In Gaildorf kommt noch ein marktüblicher Standard-Hybridturm zum Einsatz. »Jedoch arbeiten wir als Unternehmen Max Bögl kontinuierlich an der Weiterentwicklung unserer Produkte. Somit werden wir ab kommendem Jahr mit einem überarbeiteten Konzept den geänderten Rahmenbedingungen in Deutschland und Europa Stichwort Transportinfrastruktur entgegentreten.«

Im September diesen Jahres werde zudem mit der Vortriebstechnik unter dem Kocher vom Pumpspeicherkrafthaus in Richtung Einlaufbauwerk im Unterbecken begonnen. »Zeitgleich hierzu werden wir nun die Entwicklung des neuen Druckrohrs abschließen und die dazugehörige Verlegeplattform herstellen.« Die Herausforderung liege dann in der umfangreichen Baustellenlogistik, von der Anlieferung des Druckrohrs hin zum Versetzen der Verbau-Elemente.

Es habe sich gezeigt, dass die Kombination eines Pumpspeicherkraftwerks mit erneuerbaren Energien dank des modular aufgebauten und standardisierten Systems in kürzester Zeit realisiert werden kann, so Joos über die Projekt-Erfahrungen. »Eine Bauzeit von 15 Monaten ist für zukünftige Projekte problemlos möglich. Und das noch zu wirtschaftlicheren Kosten als dies mit einem klassischen Batteriesystem möglich ist.«

Auch für bestehende Parks

Das System soll künftig nicht nur auf Windenergie begrenzt sein. Bedingung ist eine Fallhöhe von 150 bis 500 Metern und die Möglichkeit, talseitig ein Pumpspeicherkraftwerk zu bauen.

»Da unser Pumpspeicherkraftwerk im Vergleich zu den großen Kraftwerken ohne großen Eingriff in die Natur realisiert werden und zudem bei bereits bestehender Parkplanung und bereits gebauten Parks ergänzt werden kann, sind die Genehmigungsprozesse hier relativ einfach.« Weil das System modular und standardisiert sei, habe man die spezifischen Kosten so senken können, dass es trotz der Größe wirtschaftlicher sei als ein Großkraftwerk. »Des Weiteren ist unser Kraftwerk gemäß Paragraph 118 EnWG für die ersten 20 Jahre von den Netznutzungsentgelten befreit.«

Die Lebensdauer betrage mindestens 50 Jahre. Die Amortisation erfolgt analog zur Windkraft nach rund 15 Jahren. Dies ist stark abhängig von der technischen Konzeption der Anlage wie Fallhöhe und Effizienz, sowie dem eingesetzten Marktmodell für die Vermarktung. »Dennoch sehen wir gerade hier die absolute Stärke des Systems, denn es ist flexibel in jedem Marktsegment einsetzbar und kann somit auch den zukünftigen Marktanforderungen genügen.« (mwi)

Erschienen in Ausgabe: 07/2017